Электроснабжение ремонтно-механического цеха и завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Электроснабжение ремонтно-механического цеха и завода

1. Общая характеристика предприятия

1.1 Особенности технологического процесса

Технологический процесс получения готового проката является завершающей стадией металлургического производства. Через прокатные цехи проходит почти вся сталь, выплавляемая в сталеплавильных цехах. Исходным материалом для прокатного производства являются слитки и литые заготовки, имеющие поперечное сечение квадратной или прямоугольной формы, а также круглой формы (при производстве труб, колес и бандажей).

Все прокатные станы можно классифицировать по трем признакам: по количеству и расположению валков в рабочих клетях, по расположению рабочих клетей, по назначению станов. Конструктивные особенности прокатных станов определяют меры безопасности при их обслуживании.

В зависимости от назначения прокатные станы разделяют на две группы: станы для производства полупродукта и станы для производства готового проката. К первой группе относят блюминги и непрерывно-заготовочные станы, которые поставляют полупродукт для производства сортовой стали, а также блюминги и слябинги, которые поставляют полупродукт для производства листовой стали.

Блюминги и слябинги - крупные обжимные станы с валками диаметром 800-1400 мм, предназначенные для прокатки слитков массой 2-45 т в заготовки больших размеров и различной формы (блюмы, слябы, фасонные заготовки). Наибольшее распространение получили одноклетьевые дуореверсивные блюминги с валками диаметром 1100-1300 мм.

Современным заготовочным станом является непрерывный стан, установленный за блюмингом; оба эти стана образуют заготовочное отделение прокатных цехов завода.

К станам для производства готового проката относят сортовые, листовые, трубные и специальные станы. Сортовые станы делятся на крупно-, средне- и мелкосортные. К крупносортным станам относят и рельсобалочные станы с валками диаметром 750-900 мм; эти станы предназначены главным образом для прокатки железнодорожных рельсов, балок, швеллеров и других крупных профилей.

Для прокатки широкополочных балок высотой до 1000 мм с параллельными полками применяют универсальные балочные станы. Остальные сортовые станы с валками диаметром 250-750 мм предназначены для прокатки сортовой стали. Непрерывные и полунепрерывные станы широко применяют дли прокатки сортовой и листовой стали. Для прокатных цехов характерна большая протяженность и разбросанность обслуживаемых механизмов, имеющих дистанционное управление и расположенных на высоте и в подвальных помещениях.

Электрооборудование прокатных станов характеризуется большими мощностями и размерами главных приводов (мощность одного электродвигателя доходит до 6-7 Мвт и более, а общая мощность - до 200-300 Мвт), сложностью систем управления электроприводами, вызываемой главным образом необходимостью автоматического регулирования в широких пределах скорости большинства машин.

Основные операции технологического процесса прокатного производства следующие: подготовка металла к прокатке, нагрев металла перед прокаткой, прокатка, отделка, включая резку, охлаждение, правка, удаление поверхностных дефектов и др.

1.2 Характеристика потребителей

Основными потребителями электроэнергии стана являются:

- электродвигатели постоянного тока. Для крупных регулируемых приводов применяются двигатели индивидуального исполнения. Для остальных регулируемых приводов мощностью менее 150 кВт используются стандартные двигатели краново-металлургической серии;

- электродвигатели переменного тока. Двигатели мощностью до 315 кВт принимаются на напряжение до 380 В. Двигатель переменного тока проволочного блока питается напряжением 3,2 кВ;

- статические преобразователи. Питание электроприводов постоянного тока должно осуществляться от тиристорных преобразователей, выполненных на базе микропроцессорной техники. Охлаждение преобразователей воздушно-принудительное при помощи встроенных в шкафы вентиляторов, а для преобразователей малой мощности охлаждение естественное;

- низковольтная аппаратура и комплектные устройства. Катушки реле и контакторов, используемых для коммутации силовых цепей должны выполняться на напряжение 24 В постоянного тока и 127 В переменного для обеспечения прямого подключения к выходам программируемых контролёров;

- электрооборудование для системы электроснабжения.

По роду тока электроприемники относятся к потребителям переменного тока промышленной частоты 50 Гц и постоянного тока.

В основном электроприемники цеха относятся ко второй категории по надёжности электроснабжения - это электродвигатели технологической линии, главные приводы стана, гидро- и маслонасосы и др. В цехе имеются потребители и первой категории: нагревательная печь, освещение.

1.3 Характеристика окружающей среды производственных помещений

Проектирование электроснабжения цеха возможно лишь при выявлении особенностей производственной среды, а также при четком формулировании всех требований, предъявляемых к системе электроснабжения с учетом действующих правил устройств электроустановок и утвержденных норм технологического проектирования.

Характеристика окружающей среды производственных помещений представлена в таблице 1.1, согласно /2/,/3/,/4/.

Таблица 1.1 - Характеристика окружающей среды производственных помещений

№	Наименование цехов	Категория	Характеристика помещений	Взрывопожароопасность
				ПУЭ	СНиП
1	Парокислородный цех	I	Нормальная	-	-
2	Толстолистовой цех	I, II	Жаркое, пыльное	-	-
3	Среднелистовой цех	II	Пыльная	-	-
4	Сортопрокатный цех	II	Пыльная	-	-
5	Проволочно-штрипсовый цех	II	Пыльная	-	-
6	Адьюстаж	II	Пыльная	-	-
7	Обжимной цех	II	Пыльная	-	-
8	Компрессорная	I	Нормальная	П-I	Д
9	Склад горючих материалов	III	Нормальная	B-I; П-I	-
10	Электродепо	III	Нормальная	-	-
11	Склад масел	III	Нормальная	П-I	-
12	Скрапбаза	III	Пыльное	-	-
13	Вагонное депо	III	Нормальная	-	-
14	РМЦ	III	Нормальная	-	-
15	Паровозное депо	III	Нормальная	П-I	-
16	Столовая	III	Нормальная	-	-
17	Цех «Т»	III	Нормальная	П-I	-
18	Склад строительных материалов	III	Нормальная	П-II	-
19	Насосная	I	Нормальная	-	Д

2. Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В

2.1 Расчет электрических нагрузок по цеху

Расчет нагрузки по цеху ведется аналогично расчету трехфазной нагрузки. При значительном значении ЭП (в целом по цеху) можно определить по упрощенной формуле:

, (2.1)

,591.

Значение округляется до ближайшего меньшего числа: n_э=46.

Согласно /7/ находится коэффициент расчетной нагрузки - , в зависимости от и .

2.2 Определение электрических нагрузок по заводу

2.2.1 Определение расчетных нагрузок по методу коэффициента спроса

Расчетная нагрузка (активная, реактивная, полная) силовых приемников цеха определяется из следующих соотношений:

, (2.2)

, (2.3)

, (2.4)

где Р_н - суммарная установленная мощность всех приемников цеха, которая принимается по исходным данным;

К_с - средний коэффициент спроса, принимаемый по /8,9/;

tg ц - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности, принимаются согласно /8/.

Приемники напряжением выше 1000 В (в нашем случае электроприемники 3 кВ, 6 кВ, 10 кВ) учитываются отдельно.

Расчет приводится для цеха №10 - Транспортного цеха (Цех «Т»):

Р_н = 1500 кВт, К_с = 0,25 cosц = 0,7, tgц = 0,67.

кВт;

квар;

ВА.

Расчеты для остальных цехов аналогичны, результаты расчетов приводятся в таблице 2.1.

2.2.2 Определение расчетных нагрузок статистическим методом

По этому методу расчетная нагрузка группы приемников определяется по двум интегральным показателям: средней нагрузки , и среднеквадратическим отклонением из уравнения:

, (2.5)

где в - кратность меры рассеяния, принимается в=1,65, для вероятности 0,05.

Для группового графика средняя нагрузка при достаточно большом m определяется:

, (2.6)

где - ступени характерного зимнего суточного графика электрических нагрузок в относительных единицах;

- число отрезков длительностью Т=3Т₀ (Т₀ - постоянная времени нагрева).

Среднеквадратическое отклонение определяется:

, (2.7)

Расчетная реактивная мощность определяется по формуле 2.3.

Расчет приводится для цеха №12 - Толстолистового цеха:

Р_н = 800 кВт, К_с = 0,55 cosц = 0,8, tgц = 0,57.

График представляется на рисунке 1.

кВт.

Рисунок 1 - Суточный график электрических нагрузок для предприятий черной металлургии



кВт;

квар;

ВА.

Расчеты для остальных цехов аналогичны, результаты расчетов приводятся в таблице 2.1.

2.2.3 Определение расчетной нагрузки методом удельной площади

Расчетная нагрузка определяется по формуле:

, (2.8)

где - удельная расчетная силовая нагрузка производственной площади, определяется согласно /6/, принимается 0,3 кВт/м²;

- площадь помещения, м² (определяется по генплану завода).

Расчет приводится для цеха №1 - Парокислородный цех

Р_н = 1500 кВт, К_с = 0,7 cosц = 0,75, tgц = 0,63.

кВт;

квар;

ВА.

Расчеты для остальных цехов аналогичны, результаты расчетов приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Расчетная низковольтная нагрузка по цехам

	F, м2	Pн, кВт	Кс	?, кВт/м2	в	PсрТ	у	cos?
Парокислородный цех	2541	1500	-	0,3	-	-	-	0,75
Склад горючих материалов	1452	150	0,35	-	-	-	-	0,8
Склад масел	1210	50	0,35	-	-	-	-	0,8
Электро депо	2359,5	1370	0,35	-	-	-	-	0,7
Скрапбаза	4658,5	1500	0,35	-	-	-	-	0,8
Вагонное депо	2722,5	400	0,35	-	-	-	-	0,7
Паровозное депо	7889,2	850	0,35	-	-	-	-	0,7
Столовая	2541	260	0,45	-	-	-	-	0,9
Цех «Т»	13128,5	1500	0,25	-	-	-	-	0,7
Склад строительных материалов	2178	100	0,35	-	-	-	-	0,8
Толстолистовой цех	30068,5	800	-	-	1,65	610	12,93	0,8
Среднелистовой цех	9438	1100	-	-	1,65	838, 75	17,78	0,8
Сортопрокатный цех №1	9861,5	1800	-	-	1,65	1372,5	29,10	0,8
Сортопрокатный цех №2	7381	1200	-	-	1,65	915	19,40	0,8
Проволочно-штрипсовый цех №1	7381	780	-	-	1,65	594,75	12,61	0,8
Сортопрокатный цех №3	5929	660	-	-	1,65	503,25	10,67	0,8
Проволочно-штрипсовый цех №2	5687	780	-	-	1,65	594,75	12,61	0,8
Проволочно-штрипсовый цех №3	5082	850	-	-	1,65	648,12	13,74	0,8
Адьюстаж	30492	1500	-	-	1,65	1143,75	24,25	0,8
Обжимной цех №1	14580,5	2500	-	-	1,65	1906,25	40,42	0,8
Компрессорная	272,25	2800	-	0,3	-	-	-	0,8
Насосная	653,4	1700	-	0,3	-	-	-	0,8
Обжимной цех №2	9631,6	5400	-	-	1,65	4117,5	87,32	0,8
РМЦ	2352

3. Определение расчетных осветительных нагрузок

3.1 Определение осветительных нагрузок РМЦ

Расчетная нагрузка от осветительной установки может быть определена методом удельной мощности осветительной установки на единицу производственной площади, /10/.

Дано помещение: инструментальный цех.

АЧВ = 12Ч28,9 м.

Н = 7 м, S = 346,8 м².

Определяется расчетная высота h, м (рисунок 2):

Рисунок 2 - Расположение светильников по высоте помещения

, (3.1)

где - высота помещения согласно заданному варианту;

- высота рабочей поверхности, зависит от характера выполняемой работы и принимается для большинства отделений 0,8 м;

- высота свеса светильника, принимается в пределах 0 - 1,5 м.

м.

Для помещения с расчетной высотой 6 м рекомендуется применять светильники с газоразрядными лампами высокого давления. Для освещения инструментального отделения выбирается светильник РСП05/Г03 /11/, с лампой типа ДРЛ в качестве источника света /12/.

Для инструментального отделения нормированная освещенность Лк, коэффициент запаса при освещении газоразрядными лампами, /12/.

Определяется коэффициент мощности - для используемого типа лампы - ДРЛ , коэффициенты отражения: потолка - =50%; стен - =30%; рабочей поверхности -=10%, /13/.

Согласно /14/, определяется удельная мощность общего равномерного освещения для выбранных параметров. При освещенности 100 Лк, = 3,8 Вт/м². Табличное значение удельной мощности, Вт/м² корректируется на значение освещенности i:

Вт/м².

Мощность лампы ДРЛ 400 Вт, тогда число светильников:

, (3.2)

Для определения полной нагрузки по цехам завода нужно знать нагрузку от освещения. Расчетная активная мощность, кВт осветительной установки:

, (3.3)

кВт,

Определение расчетной реактивной нагрузки:

, (3.4)

квар.

Для освещения бытовых помещений выбирается светильник ЛПО 02 2x40 /11/, с люминисцентной лампой типа ЛБ40/Г03 в качестве источника света с /12/. Дальнейший расчет аналогичен выше изложенному.

Определение мощности осветительной установки остальных отделений цеха выполняется аналогично, таблица В (приложение 1). В итоговой строке таблицы D приведено значение активной и реактивной мощности осветительной установки цеха кВт, квар.

3.2 Определение осветительной нагрузки предприятия

Расчет мощности осветительной нагрузки цехов предприятия ведем методом удельной мощности осветительной нагрузки на единицу площади.

, (3.5)

, (3.6)

Расчет приводится для цеха №1 - Парокислородный цех:

S = 2541 м², Р_уд=0,017 кВт/м², cosц = 0,6, tgц = 1,33.

кВт;

Расчетные нагрузки освещения остальных цехов вычисляются аналогично, расчеты сведены в таблицу 3.1.

3.3 Определение нагрузок наружного освещения территории завода

Определение осветительной нагрузки территории завода также определяется по удельным показателям, исходя из нормированной освещенности Emin = 2 лк,

Рудо = 0,16 - 0,25 вт/м², /15/.

Приводится расчет территории без учета цехов:

S = 397196,05 м², Р_уд=0,0002 кВт/м², cosц = 0,6, tgц = 1,33.

кВт;

Расчетные нагрузки освещения территории сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Расчетные осветительная нагрузка цехов предприятия

Наименование цеха	Осветительная нагрузка
	Fцеха, м2	Руд.о, кВт/м2	Тип ламп	cos ц	tg ц	Рр.осв, кВТ	Qр, осв, квap
Парокислородный цех	2541	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	43,197	57,596
Склад горючих материалов	1452	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	24,684	32,912
Склад масел	1210	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	20,57	27,4266
Электро депо	2359,5	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	40,1115	53,482
Скрапбаза	4658,5	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	79,1945	105,5926
Вагонное депо	2722,5	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	46,2825	61,71
Паровозное депо	7889,2	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	134,1164	178,8218
Столовая	2541	0,016	ЛЛ	0,95	0,33	35,683	11,7284
Цех «Т»	13128,5	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	223,1845	297,5793
Склад строительных материалов	2178	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	37,026	49,368
Толстолистовой цех	30068,5	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	541,233	721,644
Среднелистовой цех	9438	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	169,884	226,512
Сортопрокатный цех №1	9861,5	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	177,507	236,676
Сортопрокатный цех №2	7381	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	132,858	177,144
Проволочно-штрипсовый цех №1	7381	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	132,858	177,144
Сортопрокатный цех №3	5929	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	106,722	142,296
Проволочно-штрипсовый цех №2	5687	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	102,366	136,488
Проволочно-штрипсовый цех №3	5082	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	91,476	121,968
Адьюстаж	30492	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	548,856	731,808
Обжимной цех №1	14580,5	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	262,449	349,932
Компрессорная	272,25	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	6,384	8,512
Насосная	653,4	0,017	ДРЛ	0,6	1,33	2,85	3,8
Обжимной цех №2	9631,6	0,018	ДРЛ	0,6	1,33	173,3688	231,1584
РМЦ	2352					21,0672	27,1595

4. Определение расчетных нагрузок ниже 1000 В по цехам предприятия

Расчетная нагрузка цеха складывается из силовой низковольтной и осветительной нагрузки:

, (4.1)

, (4.2)

Расчетные силовые и осветительные нагрузки цехов берутся соответственно из таблиц 2.1 и 3.1.

Расчет приводится для цеха №1 - Парокислородный цех.

кВт;

квар;

ВА.

5. Определение расчетных нагрузок напряжением выше 1000 В

К высоковольтным электроприемникам 6 (10) кВ относятся синхронные двигатели для воздушных компрессоров (компрессорная), компрессоров для производства кислорода (парокислородный цех) и насосов (насосная); асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором дымососов паровых котлов (парокислородный цех); асинхронные двигатели с фазным ротором для рабочих рольгангов станов (цеха проката стали).

Расчет выполняется по методу коэффициента загрузки, с учетом следующих особенностей.

1) Вместо коэффициента использования используем значение коэффициента загрузки.

2) Расчетная нагрузка находится по формуле:

, (5.1)

где К_з - коэффициент загрузки, выбирается по справочникам, характерный для данного вида оборудования.

Расчет приводится для цеха №1 - Парокислородный цех 6 кВ:

Р_н = 5370 кВт, К_сз = 0,89 cosц = 0,89, tgц = 0,44.

квар;

ВА.

Расчетные суммарные нагрузки остальных цехов вычисляются аналогично, расчеты сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные нагрузки ЭП выше 1000В

№	Наименование цеха	Pн, кВт	Кз	cos?	tg?	Рр, кВт	Qр, квар
ЭП напряжением 10 кВ
14	Сортопрокатный цех №1	7700	0,89	0,86	0,49	6853,00	3369,37
15	Сортопрокатный цех №2	14800	0,89	0,86	0,49	13172,00	6476,19
16	Проволочно-штрипсовый цех №1	5500	0,89	0,86	0,49	4895,00	2406,69
17	Сортопрокатный цех №3	6500	0,89	0,86	0,49	5785,00	2844,27
18	Проволочно-штрипсовый цех №2	4400	0,89	0,86	0,49	3916,00	1925,35
19	Проволочно-штрипсовый цех №3	7100	0,89	0,86	0,49	6319,00	3106,82
21	Обжимной цех №1	46800	0,89	0,86	0,49	41652,00	20478,76
24	Обжимной цех №2	28540	0,89	0,86	0,49	25400,60	12488,54
ЭП напряжением 6 кВ
1	Парокислородный цех	5370	0,89	0,89	0,44	4779,30	2113,33
12	Толстолистовой цех	4000	0,89	0,80	0,57	3560,00	2035,58
13	Среднелистовой цех	13900	0,89	0,80	0,57	12371,00	7073,65
15	Сортопрокатный цех №2	2200	0,89	0,80	0,57	1958,00	1119,57
16	Проволочно-штрипсовый цех №1	560	0,89	0,80	0,57	498,40	284,98
17	Сортопрокатный цех №3	2310	0,89	0,80	0,57	2055,90	1175,55
18	Проволочно-штрипсовый цех №2	1650	0,89	0,80	0,57	1468,50	839,68
19	Проволочно-штрипсовый цех №3	600	0,89	0,80	0,57	534,00	305,34
21	Обжимной цех №1	7250	0,89	0,80	0,57	6452,50	3689,49
22	Компрессорная	1720	0,80	0,81	0,56	1376,00	770,26
23	Насосная	760	0,80	0,81	0,56	608,00	340,35
24	Обжимной цех №2	11540	0,89	0,80	0,57	10270,60	5872,66
Итого	153924,80	78716,44

6. Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом

Суммарная расчетная активная нагрузка:

, (6.1)

где - суммарная расчетная активная нагрузка цехов завода напряжением ниже 1000 В. Определяется из таблицы 4.1:

УР_рнн = 20283,8381 кВт;

- потери активной мощности в трансформаторе:

Р_Т = 0,02 УS_рнн=0,02·24922,7276=498,4546 кВт;

- потери активной мощности в линии:

;

- суммарная активная нагрузка высоковольтных ЭП:

УР_рвн = 153924,8 кВт;

К_рм - коэффициент разновременности максимумов нагрузки, К_рм= 0,9.

Суммарная расчетная реактивная нагрузка:

, (6.2)

где - суммарная расчетная реактивная нагрузка цехов завода напряжением ниже 1000 В. Определяется из таблицы 4.1:

УQ_рнн = 14347,2 квар;

- потери реактивной мощности в трансформаторе:

Q_Т = 0,1 УS_рнн=0,1·24922,7276=2492,2728 квар;

- потери реактивной мощности в линии:

;

- суммарная реактивная нагрузка высоковольтных ЭП:

УQ_рвн = кВт;

К_рм - коэффициент разновременности максимумов нагрузки, К_рм= 0,9.

Суммарная нагрузка по заводу определяется по выражению:

, (6.3)

7. Выбор напряжения питающих и распределительных сетей предприятия

Основным напряжением питающих сетей является 110 кВ. Сети 220 (330) кВ предназначаются для питания крупных узлов 110 кВ, для обеспечения межсистемных связей, для электроснабжения энергоемких предприятий производства алюминия, проката электростали и др. (мощностью 100-150 МВт) путем сооружения подстанций глубокого ввода 220 (110/10) кВ.

Выбор рационального напряжения питающей сети предприятия определяется расчетной нагрузкой, удаленностью от источника питания, перспективой развития, наличием сторонних потребителей и т.д.

Определение рационального напряжения.

, (7.1)

где L - длина линии, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Принимается напряжение питающей линии 110 кВ.

Распределительная сеть промышленного предприятия выполняется на напряжении 6 кВ и 10 кВ (наличие ЭП 6 кВ и 10 кВ по заданию).

8. Выбор источников питания и их территориального расположения

8.1 Выбор источников питания

Системы электроснабжения с двумя приемными пунктами электроэнергии следует применять:

- при повышенных требованиях к надежности питания электроприемников I категории;

- при двух обособленных группах потребителей на площадке предприятия;

В качестве источника питания на предприятие применяется главная понизительная подстанции (ГПП), и подстанция глубокого ввода (ПГВ) т.к. расчетная мощность потребителя более 100 МВт и составляет 203,530 МВА. ГПП размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных питающих линий, ПГВ на территории предприятия в непосредственной близости к энергоемкому цеху. Питание ГПП и ПГВ от сетей энергосистемы выполняется по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания. ГПП выполняется по схеме на стороне 110 кВ «Мостик с выключателями в цепях линий и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линий», ПГВ - блок «линия-трансформатор».

РУ 6-10 кВ двух трансформаторных ГПП, ПГВ выполнено с одинарной секционированной выключателем системой сборных шин; секции, работают раздельно.

Мощность каждой ГПП и ПГВ определяем аналогично расчетной нагрузке по предприятию: ГПП 92768,21779 кВт; ПГВ - 109093,4818 кВт.

Вторичные распределительные подстанции РП 6-10 кВ, питающиеся от ГПП и ПГВ, сооружаются в непосредственной близости к потребителям. Предельная, подключаемая к РП, нагрузка определяется исходя из пропускной способности выключателя линии, питающей РП. РП 6-10 кВ выполняется с одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

8.2 Построение картограммы электрических нагрузок

Центр нагрузок является символическим центром потребления электроэнергии. Поэтому ГПП располагаем как можно ближе к центру нагрузок. Это позволяет приблизить высокое напряжение к центру нагрузок, сократить протяженность сетей, уменьшить расход проводникового материала, снизить потери.

За центр электрических нагрузок (ЦЭН) цеха принимают центр тяжести фигуры (цеха).

Для определение места установки ГПП рассчитывается центр электрической нагрузки по горизонтальной и вертикальной оси:

, (8.1)

, (8.2)

где - расчетная активная мощность, (из таблицы 4.1);

Х_i и Y_i - координаты ЦЭН i - того цеха, которые определяются автоматизировано средствами пакета Компас 3D V12 как центр масс плоской фигуры, рисунок 1.

Для выбора места расположения ГПП, ТП предприятия при проектировании строят картограмму электрических нагрузок на генплане завода. При построении картограммы необходимо знать расчётные силовые и осветительные нагрузки цехов.

Силовые нагрузки до и выше 1000 В изображаются отдельными кругами. Картограмма представляет собой размещенные на генеральном плане предприятия или плане цеха окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам

1. Наносятся на генплан центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха;

2. Определяется масштаб активных и реактивных (m) нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Определяются радиусы окружности нагрузки для активной и реактивной мощности по следующим формулам:

, (8.3)

где m - масштаб для определения площади круга (выбирается исходя из наглядности изображения).

Силовые нагрузки изображаются отдельными кругами. Считается, что нагрузка по цеху распределена равномерна, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех на плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга. Угол сектора определяется из соотношения активных расчётных () и осветительных нагрузок () цехов.

, (8.4)

Расчет приводится для цеха №1 - Парокислородный цех (0,4 кВ).

Расчет радиуса окружности для низковольтной нагрузки, задается масштабом m=0,5 кВт/мм:

Окружности с полученными радиусами и осветительная нагрузка, в виде сектора круга, наносятся на план предприятия, рисунок 1.

Расчет радиуса окружности для высоковольтной нагрузки цеха 1 (6 кВ), задаемся масштабом m=0,9 кВт/мм:

Результаты расчетов остальных цехов выполняются аналогично и сведены в таблицы 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1 - Данные для построения картограммы и определения ЦЭН (0,4 кВ)

№	Наименование цеха	X, м	Y, м	Po, кВт	PУ., кВт	R, мм	б, град
1	Парокислородный цех	77,50	480,48	43,20	805,50	22,65	19,31
2	Склад горючих материалов	182,00	472,23	24,68	77,18	7,01	115,13
3	Склад масел	275,50	472,23	20,57	38,07	4,92	194,52
4	Электро депо	69,81	414,38	40,11	519,61	18,19	27,79
5	Скрапбаза	209,50	355,55	79,19	604,19	19,62	47,19
6	Вагонное депо	76,35	300,15	46,28	186,28	10,89	89,44
8	Паровозное депо	217,94	222,42	134,12	431,62	16,58	111,86
9	Столовая	72,00	125,79	35,68	152,68	9,86	84,13
10	Цех «Т»	219,31	135,06	223,18	598,18	19,52	134,32
11	Склад строительных материалов	220,95	52,88	37,03	72,03	6,77	185,06
12	Толстолистовой цех	429,50	230,99	541,23	1172,58	27,33	166,17
13	Среднелистовой цех	564,46	345,47	169,88	1037,98	25,71	58,92
14	Сортопрокатный цех №1	573,24	273,27	177,51	1598,03	31,90	39,99
15	Сортопрокатный цех №2	590,48	202,28	132,86	1079,88	26,23	44,29
16	Проволочно-штрипсовый цех №1	592,91	150,59	132,86	748,42	21,83	63,91
17	Сортопрокатный цех №3	580,61	104,53	106,72	627,58	19,99	61,22
18	Проволочно-штрипсовый цех №2	581,44	76,74	102,37	717,93	21,38	51,33
19	Проволочно-штрипсовый цех №3	581,34	44,21	91,48	762,28	22,03	43,20
20	Адьюстаж	743,00	231,00	548,86	1732,63	33,22	114,04
21	Обжимной цех №1	992,74	269,06	262,45	2235,40	37,73	42,27
22	Компрессорная	888,75	193,05	6,38	88,06	7,49	26,10
23	Насосная	880,50	152,90	2,85	198,87	11,25	5,16
24	Обжимной цех №2	964,42	89,93	173,37	4434,95	53,15	14,07
7	РМЦ	95,00	209,50	21,07	284,45	13,46	26,66
Итого	20204,40

Таблица 8.2 - Данные для построения картограммы и определения ЦЭН

№	Наименование цеха	X, м	Y, м	P., кВт	R, м	PУ.X, м
14	Сортопрокатный цех №1	573,24	273,27	6853,00	46,72	3928432,91
15	Сортопрокатный цех №2	590,48	202,28	13172,00	64,77	7777802,56
16	Проволочно-штрипсовый цех №1	592,91	150,59	4895,00	39,48	2902269,98
17	Сортопрокатный цех №3	580,61	104,53	5785,00	42,92	3358832,32
18	Проволочно-штрипсовый цех №2	581,44	76,74	3916,00	35,31	2276932,35
19	Проволочно-штрипсовый цех №3	581,34	44,21	6319,00	44,86	3673472,29
21	Обжимной цех №1	992,74	269,06	41652,00	115,17	41349464,86
24	Обжимной цех №2	964,42	89,93	25400,60	89,94	24496933,01
1	Парокислородный цех	77,50	480,48	4779,30	39,01	370395,75
12	Толстолистовой цех	429,50	230,99	3560,00	33,67	1529022,85
13	Среднелистовой цех	564,46	345,47	12371,00	62,77	6982974,25
15	Сортопрокатный цех №2	590,48	202,28	1958,00	24,97	1156159,84
16	Проволочно-штрипсовый цех №1	592,91	150,59	498,40	12,60	295503,85
17	Сортопрокатный цех №3	580,61	104,53	2055,90	25,59	1193677,33
18	Проволочно-штрипсовый цех №2	581,44	76,74	1468,50	21,63	853849,63
19	Проволочно-штрипсовый цех №3	581,34	44,21	534,00	13,04	310434,28
21	Обжимной цех №1	992,74	269,06	6452,50	45,33	6405632,91
22	Компрессорная	888,75	193,05	1376,00	20,93	1222920,00
23	Насосная	880,50	152,90	608,00	13,92	535344,00
24	Обжимной цех №2	964,42	89,93	10270,60	57,19	9905206,97
Итого 10 кВ	45932,20		30761121,66
Итого 6 кВ	107992,60		89764140,29

9. Предварительный выбор числа, мощности трансформаторов цеховых подстанций, их места расположения и конструктивного исполнения

9.1 Выбор числа и мощности ЦТП

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения (таблица 1.1) и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1000 В. Количество трансформаторов на ЦТП принимается в зависимости от категорийности:

- два трансформатора для потребителей I и II категорий;

- один трансформатор - для потребителей III категории, также один трансформатор принимается для II категории при наличии резервирования по низкой стороне трансформатора.

Мощность цеховых трансформаторов следует определять по среднесменной потребляемой мощности за наиболее загруженную смену:

, (9.1)

где - номинальная мощность трансформатора;

- средняя мощность за наиболее загруженную смену;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

n - число трансформаторов цеховой подстанции

Согласно /16/ величина К_з может быть принята:

а) К_з = 0,65 - 0,7 при преобладании нагрузок I и II категорий;

б) К_з= 0,7 - 0,8 при преобладании нагрузок II категории;

в) К_з = 0,9 - 0,95 при преобладании нагрузок II категории при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузках III категории при однотрансформаторных подстанциях.

Расчет приводится для ТП1:

К данной ТП присоединены нагрузки цехов №1, 2,3 и наружное освещение предприятия что в сумме составляет S_рц=1252,1687 кВА. Данные потребители относятся ко I категории по надёжности электроснабжения, на основе этого принимается:

- количество трансформаторов n=2,

- коэффициент загрузки трансформаторов К_з=0,7.

Расчетная мощность трансформатора:

кВА

Принимается ближайшая стандартная мощность трансформатора:

S_НТ=1000 кВА.

Результаты расчетов остальных ТП выполняются аналогично и сводятся в таблицу 9.1

Таблица 9.1 - Предварительный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

№ п/ст	наименование потребителя	Pp, кВт	Qр, квар	ДPтр, кВт	ДQтр, квар	Sp, ВА	Категория
ТП 1	Цеха 1,2,3 + освещение	1000,19	740,94	11,10	83,12	1304,52	I, III
ТП 2	Цеха 4,5	1123,81	781,46	14,18	102,28	1440,83	III
ТП 3	Цеха 6,7,8,9	1055,03	943,81	13,54	96,32	1491,21	I, II, III
ТП 4	Цеха 10,11	750,87	610,85	10,04	65,78	1018,24	III
ТП 5	Цех 12	1241,75	1122,19	17,39	117,03	1766,66	II
ТП 6	Цех 13	1133,09	777,27	9,27	91,92	1435,44	II
ТП 7	Цех 14	1753,66	1137,91	18,28	145,94	2188,17	II
ТП 8	Цех 15	1183,63	777,97	13,33	95,17	1481,58	II
ТП 9	Цех 16	815,86	567,68	11,56	68,32	1043,61	II
ТП 10	Цех 17	684,65	472,75	8,73	55,42	871,62	II
ТП 11	Цех 18	785,37	527,02	10,66	64,25	991,60	II
ТП 12	Цех 19	835,77	547,55	11,66	68,78	1047,86	II
ТП 13	Цех 20	1862,32	1482,84	22,46	170,26	2507,02	II
ТП 14	Цех 21	2451,56	1601,65	31,84	224,79	3082,71	II
ТП 15	Цеха 22, 23	286,93	171,10	3,87	20,55	348,27	I
ТП 16	Цех 24	2450,92	1467,43	30,50	217,01	2999,13	II
ТП17	Цех 24	2450,92	1467,43	30,50	217,01	2999,13	II

9.2 Выбор типа цеховых ТП, их компоновки и конструктивного исполнения

При проектировании применяются комплектные трансформаторные подстанции промышленного типа (КТПП), обеспечивающие большую надежность и сокращение сроков строительства, выбор оборудования производится в соответствии с каталогом ПО Элтехника, город Санкт-Петербург, /17/.

КТП промышленного типа выпускаются как для внутренней установки, так и для наружной установки.

В данном курсовом проекте применяются пристроенные трансформаторные подстанции. К установке предлагаются трансформаторы типа ТМГ.

Таблица 9.2 - Основные параметры КТПН

Наименование параметра	Значение
Номинальное напряжение, кВ: - на стороне ВН - на стороне НН	6 или 10 0,4/0,23
Количество силовых трансформаторов	1 или 2
Мощность силового трансформатора, кВА	250; 400; 630; 1000; 1600; 2500
Распределительное устройство высокого напряжения РУBH - (6) 10кВ	выключатели нагрузки,
Номинальный ток главных цепей на стороне ВН, А	до 630
Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА	не менее 25
Изоляция на стороне ВН	Воздушная
Исполнение ввода ВН	кабельный
Распределительное устройство низкого напряжения РУНН 0,4/0,23 кВ:	панели распределительные типа ЩО70
Исполнение ввода НН	кабельный
Климатическое исполнение (У) и категория размещения (1) по ГОСТ 15150-69	У1
Номинальный режим работы	Продолжительный
Вид обслуживания	Периодический

9.3 Выбор схемы соединения обмоток цеховых трансформаторов

По условиям надежности действия защиты от однофазных к.з. в сетях напряжением до 1000 В и возможности подключения несимметричных нагрузок применяется трансформаторы со схемой соединения обмоток «треугольник-звезда» с нулевым выводом, рассчитанным на ток 0,75 I_номт.

9.4 Выбор схемы подключения трансформаторов на цеховых трансформаторных подстанциях

Схема подключения ЦТП выбирается исходя из зависимости длины питающего кабеля и мощности трансформаторов. Для ТП с трансформаторами мощностью до 630 кВА и питающей линии длиной менее 150 м применяется глухой ввод, разъединители или штепсельный кабельный разъем; для питающих линий более 150 м при мощности трансформатора до 1600 кВА применяется выключатель нагрузки, если же мощность трансформатора более 1600 кВА применяется автоматический выключатель.

10. Выбор числа, типа, предварительной мощности трансформаторов на ГПП и главной схемы ее соединений

Для преобразования и распределения электроэнергии, получаемой от энергосистемы, на предприятии установлены две главные понизительные подстанции ГПП 110/10/6 и ПГВ 110/10/6. На подстанциях, питающих электроприемники I или II категории установлено по два масляных трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). В ОРУ 110 кВ предусматриваются элегазовые выключатели, в РУ 6-10 кВ - шкафы КРУ с вакуумными выключателями.

Производится расчет мощности трансформаторов для ГПП и ПГВ:

, (11.1)

где - номинальная мощность трансформатора;

- расчетная нагрузка ГПП/ПГВ;

- коэффициент загрузки трансформаторов;

n - число трансформаторов цеховой подстанции.

Предварительно выбираем на ГПП ТРДН 63000/110/10/6 - трехфазный трансформатор с расщеплением обмотки по низкой стороне с естественным масляным охлаждением с принудительным дутьем, с регулированием напряжения под нагрузкой; на ПГВ ТРДЦН 100000/110/10/6.

11. Выбор оборудования на цеховой трансформаторной подстанции

11.1 Выбор оборудования на стороне выше 1000 В

Для трансформаторных подстанций РУ ВН организовано на базе камеры КСО-3М укомплектованных выключателями нагрузки ВНАП10/630-2 ЗП с высоковольтными предохранителями на напряжение 6 кВ - ПКТ 102-6-31,5-31,5 У3, на напряжение 10 кВ - ПКТ-103-10-20-20 У3.

Сборные шины выполнены алюминием сечением 40х5 мм.

11.2 Выбор автоматических выключателей на стороне ниже 1000 В

Распределительные устройства низкого напряжения укомплектованы автоматическими выключателями типа ВА 51, для защиты трансформаторов выбираются автоматические выключатели типа ВА 74.

12. Компенсация реактивной мощности

12.1 Размещение компенсирующих устройств по территории предприятия

При передаче реактивной мощности из сетей 6-10 кВ к ЭП напряжением ниже 1000 В следует учитывать максимальную реактивную мощность трансформаторов, которую они способны через себя «пропустить»:

, (13.1)

где N - число трансформаторов;

- рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- активная мощность трансформаторов за наиболее загруженную смену.

Суммарную расчетную мощность БК НН, устанавливаемых в цеховой сети,

рассчитывают в два этапа:

1) определяют мощность БК НН, исходя из пропускной способности

трансформатора по формуле:

, (13.2)

2) определяют дополнительную мощность БК НН в целях оптимального

снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 - 10 кВ предприятия по формуле:

, (13.3)

где г - расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от схемы

питающей сети.

Суммарная расчетная мощность БК НН

, (13.4)

Расчет приводится для ТП1:

Максимальная реактивная мощность:

квар;

Суммарную расчетную мощность БК НН:

квар;

Так как , то установка БК при выборе оптимального числа трансформаторов не требуется ()

квар;

Следовательно суммарная расчетная мощность БК НН

квар.

Таблица 13.1 - Расчет и выбор КУ на 0,4 кВ.

№	Pр, кВт	Qp, квар	Sp, кВА	Кр1	Кр2	?	Qmax, квар	Qнк1, квар	Qнк2, квар
ТП 1	1011,76	824,06	1304,52	11	27	0,25	967,65	0	324,06
ТП 2	1137,99	883,74	1440,83	11	40	0,22	1007,66	0	531,74
ТП 3	1069,19	1040,13	1491,21	11	27	0,25	903,79	136,34	403,79
ТП 4	761,41	676,63	1018,24	11	27	0,25	568,12	108,51	318,12
ТП 5	1259,97	1239,23	1766,66	11	27	0,25	986,14	253,09	486,14
ТП 6	1146,39	869,19	1435,44	11	27	0,25	1116,15	0	369,19
ТП 7	1771,95	1283,85	2188,17	11	40	0,22	1847,65	0	579,85
ТП 8	1197,56	873,14	1481,58	11	27	0,25	1061,06	0	373,14
ТП 9	827,80	636,00	1043,61	11	27	0,25	575,16	60,84	260,16
ТП 10	693,75	528,17	871,62	11	27	0,25	731,28	0	213,17
ТП 11	796,41	591,27	991,60	11	27	0,25	617,89	0	276,27
ТП 12	847,81	616,33	1047,86	11	27	0,25	545,23	71,09	230,23
ТП 13	1884,78	1653,10	2507,02	11	40	0,22	1732,39	0	949,10
ТП 14	2483,39	1826,44	3082,71	11	40	0,22	621,58	1204,86	0,00
ТП 15	291,39	191,64	348,27	11	-	0,18	193,88	0	99,98
ТП 16	2481,42	1684,44	2999,13	11	40	0,22	629,41	1055,03	0,00
ТП 17	2481,42	1684,44	2999,13	11	40	0,22	629,41	1055,03	0,00

Суммарная мощность батарей установленных по НН Q_нк1 = 8600 квар.

12.2 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройств

На границе балансового разграничения с энергосистемой должно выполняться условие:

, (13.5)

где - расчетная нагрузка предприятия, Q_р = квар

- суммарная реактивная мощность установленных низковольтных батарей конденсаторов. Q_нк1 = 8600 квар.

- суммарная мощность синхронных двигателей, используемая для компенсации реактивной мощности (кроме мощности, учтенной при расчете нагрузок). Q_сд = 0 (так как мощность всех установленных СД учтена при расчете нагрузок);

- значение реактивной мощности, которое экономически эффективно получать из энергосистемы:

Мощность, выдаваемая энергосистемой, определяется в соответствии с «Порядком расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности», утвержденным приказом Минэнерго от 22 февраля 2007 года №49 по формуле:

, (13.6)

где tgц - коэффициент реактивной мощности, при подключение к сети 110 кВ tgц=0,5.

Условие не выполняется, следовательно необходим дополнительный источник реактивной мощности.

К установке принимаются ККУ типа УКРМ - 6,3 (10,5) - 4950-200-12УХЛ4 Количество устанавливаемых ККУ - 8 штук (по 1-й на секцию шин 6,3 (10,5) кВ подстанций) Общая реактивная мощность, генерируемая высоковольтными БК, составит: 39600 квар.

В результате баланс реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой.

.

13. Окончательный выбор мощности трансформаторов ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность

13.1 Уточнение мощности трансформаторов с учетом компенсирующих устройств

Это уточнение производится с учетом способа компенсации реактивной мощности. При компенсации реактивной мощности БК на ВН и НН разгружаются как трансформаторы ГПП, так и цеховые трансформаторы.

Уточняется мощность заводских потребителей:

, (14.1)

, (14.2)

Для потребителей ГПП:

Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТРДН 63000/110/10/6.

Для потребителей ПГВ:

Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТРДН 63000/110/10/6.

Уточняется мощность цеховых потребителей:

, (14.3)

Расчет приводится для ТП1:

квар;

.

Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТМГ 1000.

Для остальных подстанций расчеты выполняются аналогично и сведены в таблицу 14.1.

Таблица 14.1 - Окончательный выбор трансформаторов

№ п/ст	количество тр-ов, n	Кз	Рр, кВт	Qр, квар	Qбкн, квар	Sр, кВА
ТП 1	2	0,7	1011,2866	607,17879	300	1179,5621
ТП 2	1	0,95	1137,9856	486,0188	500	1237,427
ТП 3	2	0,7	1068,5745	636,44252	500	1243,7485
ТП 4	1	0,95	760,90702	342,40862	400	834,39988
ТП 5	2	0,8	1259,1339	656,26227	700	1419,8938
ТП 6	2	0,8	1142,3659	611,10948	350	1295,5519
ТП 7	2	0,8	1771,9482	879,79372	550	1978,342
ТП 8	2	0,8	1196,9614	618,30964	350	1347,228
ТП 9	2	0,8	827,41783	584,32364	120	1012,9434
ТП 10	2	0,8	693,37401	383,58215	200	792,40317
ТП 11	2	0,8	796,03227	395,51971	260	888,8775
ТП 12	2	0,8	847,43082	385,10728	300	930,83114
ТП 13	2	0,8	1884,7836	923,35212	900	2098,8064
ТП 14	2	0,8	2483,3923	951,22629	1100	2659,3362
ТП 15	2	0,7	290,79736	142,18897	70	323,69863
ТП 16	2	0,8	2481,4188	901,44695	1000	2640,0844
ТП 17	2	0,8	2481,4188	901,44695	1000	2640,0844
ГПП	2	0,7	80934,587	21008,007	19800	83616,647
ПГВ	2	0,7	96361,866	27274,683	19800	100147,48

13.2 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность

Проверка трансформаторов ГПП на перегрузочную способность

Выбранные трансформаторы проверяются на допустимую перегрузку в соответствии с ГОСТ 14209-85, /18/.

а) На систематическую:

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

(14.4)

Если К^*_нт^? 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ГПП:

Трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ПГВ:

Трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

б) На аварийную:

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

(14.5)

Если К_нтав^*? 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок.

Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ГПП:

Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ПГВ:

На суточный зимний график нагрузки (рисунок 2) наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине .

По пересечению графика нагрузок и линии определяется предварительное время перегрузки t_п'^.

Определяем коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К_1ав.

К_1ав=, (14.6)

В выражении (15.6) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной перегрузке. пересчитать

Для ГПП:

К_1ав=

Для ПГВ:

К_1ав=

Определяем коэффициент аварийной перегрузки по графику .

=, (14.7)

В выражении (15.7) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки.

Для ГПП:

=

Для ПГВ:

=

По таблицам ГОСТ 14209-97, в зависимости от К_1ав, t_п', эквивалентной температуры охлаждающей среды И и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К_{2доп ав}.

Для ГПП: при К_1ав = 0,75, , И = -14,3єС (Череповец, Вологодская область) и системы охлаждения трансформатора М по /19, таблица 1.36 / находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К_2допав = 1,54.

Проверка осуществляется по выражению:

К_2ав ? К_2допав, (14.8)

1,1238<1,54

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Окончательно принимаются трансформатор мощностью 63000 МВА.

Для ПГВ: при К_1ав = 0,95, , И = -14,3єС (Череповец, Вологодская область) и системы охлаждения трансформатора М находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К_2допав = 1,54.

Выполняется проверка: 1,3459<1,54

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Окончательно принимаются трансформатор мощностью 63000 кВА.

Таблица 14.2 - Параметры трансформаторов для ГПП и ПГВ.

Тип п/ст	Тип тр-ра	S, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкз, %	Iхх, %	Рхх, кВт
ГПП	ТРДН	63	115	10,5/6,3	10,5	0,5	50
ПГВ	ТРДН	63	115	10,5/6,3	10,5	0,5	50

Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность

Однотрансформаторные п/ст проверяем на систематическую перегрузку, а двухтрансформаторные п/ст на аварийную перегрузку, при отключении одного из трансформаторов.

Проверка на систематическую перегрузку осуществляется для трансформаторов установленных в ТП2 и ТП4.

Систематические и аварийные перегрузки определяются аналогичным образом, соответственно по выражениям 14.4 и 14.5 и приводятся в таблице 14.3.

Так как для ТП2 и ТП4 К^*_нт^? 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

Для каждой подстанции в зависимости от К_1ав, t_п', эквивалентной температуры охлаждающей среды И =-14,3 єС и системы охлаждения трансформатора М, выбирается допустимый коэффициент перегрузки К_{2доп ав}.

Проверка осуществляется по выражению: К_2ав ? К_2допав.

Для первой подстанции К2ав = 1,1579 < К2допав = 1,65, следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку.

Аналогично проверяем трансформаторы на остальных подстанциях.

Таблица 14.3 - Проверка трансформаторов на перегрузочную способность

№ п/ст	Уточненная нагрузка п/ст	n, шт.	Kнт сис	Kнт ав	К1ав	К2ав	К2доп
	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВА
ТП 1	1011,29	607,18	1179,56	2	-	0,848	0,852	1,110	1,693
ТП 2	1137,99	486,02	1237,43	1	1,01	-	-	-	-
ТП 3	1068,57	636,44	1243,75	2	-	0,804	0,899	1,171	1,693
ТП 4	760,91	342,41	834,40	1	1,20	-	-	-	-
ТП 5	1259,13	656,26	1419,89	2	-	0,704	0,852	1,202	1,543
ТП 6	1142,37	611,11	1295,55	2	-	0,772	0,777	1,097	1,543
ТП 7	1771,95	879,79	1978,34	2	-	0,632	0,950	1,340	1,543
ТП 8	1196,96	618,31	1347,23	2	-	0,742	0,808	1,141	1,543
ТП 9	827,42	584,32	1012,94	2	-	0,622	0,965	1,361	1,543
ТП 10	693,37	383,58	792,40	2	-	0,795	0,755	1,065	1,543
ТП 11	796,03	395,52	888,88	2	-	0,709	0,847	1,195	1,543
ТП 12	847,43	385,11	930,83	2	-	0,677	0,887	1,251	1,543
ТП 13	1884,78	923,35	2098,81	2	-	0,762	0,787	1,111	1,543
ТП 14	2483,39	951,23	2659,34	2	-	0,602	0,997	1,407	1,543
ТП 15	290,80	142,19	323,70	2	-	0,772	0,777	1,096	1,543
ТП 16	2481,42	901,45	2640,08	2	-	0,606	0,990	1,397	1,543
ТП 17	2481,42	901,45	2640,08	2	-	0,606	0,990	1,397	1,543

Таблица 14.4 - Паспортные данные трансформаторов

Тип п/ст	Тип тр-ра	S, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкз, %	Iхх, %	Рхх, кВт
1	ТМГ	1000	6	0,4	5,5	2	1,55
2	ТМГ	1250	10	0,4	6	2	1,8
3	ТМГ	1000	10	0,4	5,5	2	1,55
4	ТМГ	1000	10	0,4	5,5	2	1,55
5	ТМГ	1000	10	0,4	5,5	2	1,55
6	ТМГ	1000	6	0,4	5,5	2	1,55
7	ТМГ	1250	10	0,4	6	2	1,8
8	ТМГ	1000	10	0,4	5,5	2	1,55
9	ТМГ	630	10	0,4	5,5	2	1,05
10	ТМГ	630	10	0,4	5,5	2	1,05
11	ТМГ	630	10	0,4	5,5	2	1,05
12	ТМГ	630	10	0,4	5,5	2	1,05
13	ТМГ	1600	10	0,4	6	2	2,1
14	ТМГ	1600	10	0,4	6	2	2,1
15	ТМГ	250	6	0,4	4,5	2,1	0,55
16	ТМГ	1600	10	0,4	6	2	2,1
17	ТМГ	1600	10	0,4	6	2	2,1

14. Выбор конструктивного исполнения питающей и распределительной сети промышленного предприятия

Питающие сети предприятия напряжением 110 кВ выполнены для ГПП воздушными линиями марки АС, для ПГВ воздушными линиями марки АС.

Распределение электроэнергии от ГПП до ТП 6-10 кВ выполняется по радиальным и магистральным схемам кабелем АПвБбШп. По территории предприятия проложены кабельные линии 6-10 кВ в подземных кабельных сооружениях и в земле. При прокладке кабелей в траншеях прокладывается не более шести силовых кабелей. В кабельных сооружениях - тоннелях прокладывается 30-50 кабелей,

Схема распределительной сети предприятия представлена в графической части.

Проход под железнодорожным полотном и автомобильными дорогами выполняется блоках, или асбоцементных трубах, в зависимости от величины механических нагрузок и возможности просадки грунта, /2/.

15. Определение сечений проводов и кабелей и выбор основной аппаратуры

15.1 Расчет питающей сети

Расчет питающей сети производится по:

1) по напряжению. Напряжение питающей сети составляет 110 кВ. Питающая сеть выполняется воздушной линией;

2) по конструктивному исполнению. Воздушные линии выполняются многопроволочными сталеалюминевыми проводами марки АС.

3) по экономической плотности тока: сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока.

Расчет питающей сети ГПП:

, (16.1)

где - экономически целесообразное сечение кабеля, мм²;

- расчётный ток линии в рабочем режиме, А;

- экономическая плотность тока, зависящая от материала, конструкции линии, продолжительности использования максимальной нагрузки , района, где расположен источник питания, А/мм² /2/.

Расчетный ток определяется схемой подключения цеховой подстанции, её мощностью и количеством установленных на ней трансформаторов. Для транзитной подстанции:

, (16.2)

где - расчётная нагрузка ГПП, кВА;

- расчётная нагрузка ПГВ, кВА;

- напряжение сети, определяется заданием, кВ.

А.

Для определения Т_М необходимо произвести расчеты с использованием данных суточного графика нагрузок.

Условно принимаем число зимних суток - 213, летних - 152.

На суточном графике нагрузок (рисунок 1) отмечаем ступени нагрузки P₁^*, P₂^*, P₃^*, …, P₆^*. По суточным графикам определяем, сколько часов действует дана нагрузка P_i^* в течение зимних и летних суток, т.е. t_зi, t_лi.

Годовая продолжительность действия нагрузок в зимнее время суток определяется по формуле:

T_зi = t_зi 213. (16.3)

Годовая продолжительность действия нагрузок в летнее время суток определяется по формуле:

T_лi = t_лi 152. (16.4)

Продолжительность действия нагрузок P_i^* в течении года определяется по формуле:

T_i = T_зi + T_лi. (16.5)

Т_м, (16.6)

где P_М - максимальная мощность (по суточному графику), равна 1.

Расчёт для первой ступени:

Аналогично проводим расчет для остальных ступеней.

Полученные результаты сведем в таблицу 16.1.

Таблица 16.1 - Расчет числа часов использования максимума нагрузки

№ ст.	, ч	, ч	, ч	, ч	, ч
1	2	0	426	0	426	1
2	3	0	639	0	630	0,9
3	11	12	2343	1824	4167	0,8
4	8	2	1704	304	2008	0,6
5	0	10	0	1520	1520	0,4
Итого	24	24	5112	3648	8760	-

Для воздушных линии при более 5000 часов экономическая плотность тока равна =1,0 А/мм², /2/.

мм².

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения с учетом минимальных сечений по короне 70 мм² при Uвн = 110 кВ.

Предварительно принимается провод марки АС, сечением F_ст=500 мм².

Проверка питающей линии:

- по длительно допустимому току:

I_дл.доп > I_ав, (16.7)

где I_дл.доп - длительно допустимый ток, для выбранного сечения и марки АС согласно /2/, I_дл.доп=960 А;

I_ав - аварийный ток линии,

I_ав=2•I_раб, (16.8)

А

960> А

Условие выполняется, выбранное сечение проводника проходит по условию нагрева. Выбираем провод марки АС 500/64^.

- на коронирование:

Провода не будут коронировать, если выполняется условие:

, (16.10)

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ/см:

, (16.11)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

- радиус провода, для АС 600 = 1,53 см, /20/.

кВ/см.

Напряженность электрического поля Е около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

, (16.12)

где U - линейное напряжение, кВ;

Дср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз Дср = 1,26 Д (Д - расстояние между соседними фазами, см).

кВ/см;

кВ/см;

кВ/см;

кВ/см < кВ/см.

Условие проверки на коронирование выполняется, следовательно окончательно принимается провод АС-500/64.